Актуальность аккумуляторных систем накопления энергии (BESS) для Казахстана

Имеющийся международный опыт демонстрирует широкий спектр областей применения BESS, основные из которых: сглаживание пиков нагрузки, бесперебойное электроснабжение, регулирование частоты, сглаживание колебаний напряжения, отсрочка модернизации сетей, максимальное увеличение текущих возможностей сети и другие. При этом для определения целесообразности, возможностей внедрения в различных сценариях и эффективного использования BESS в Казахстане необходимо принимать во внимание следующие специфические особенности энергосистемы.

Структура традиционной генерации по зонам и типу

В структуре установленных мощностей на электростанциях РК по технологии производства электроэнергии тепловые электростанции в 2022 году составляли 19,46 ГВт, при этом их доля составила 79,4% от общей установленной мощности, включая: конденсационные электрические станции - 9,6 ГВт (39,2%), теплоэлектроцентрали - 7,8 ГВт (31,7%) и газотурбинные электрические станции - 2,06 ГВт (8,4%).

В разрезе зон структура генерации неоднородна. Так, ГТЭС размещены преимущественно в Западной зоне, а крупные ГЭС - в Северной и Южной зонах.

Ввиду имеющихся технологических особенностей газотурбинные электростанции (ГТЭС) и гидроэлектростанции (ГЭС) обладают наилучшей способностью оперативно изменять генерацию, обеспечивая быструю загрузку и разгрузку. При этом следует отметить, что в Казахстане из шести крупных ГЭС в регулировании участвуют лишь четыре.

Анализ отчетных значений КИУМ ГТЭС показывает, что, за исключением электростанций нефтегазового сектора, покрывающих собственную нагрузку с практически кратным резервом, основные ГТЭС работали преимущественно в базовом режиме с КИУМ 74-90%, не в полной мере реализуя свой регулировочный диапазон.

Планы по развитию генерации ВИЭ по зонам и типу

Показатели развития ВИЭ содержатся в следующих документах:

• Прогнозный энергетический баланс Республики Казахстан до 2035 года (Приказ МЭ РК №44 от 30.01.2023 г.);

•             График проведения аукционных торгов 2024-2027 гг. (Приказ МЭ №187 от 23.05.2023 г.);

•             План мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2035 года (Приказ МЭ №71 от 20.02.2024 г.).

В соответствии с плановыми показателями на 2035 год намечается ввод 15,8 ГВт ВИЭ, в том числе 12 ГВт ВЭС, 2,3 ГВт мГЭС и 1,6 ГВт СЭС.

Распределение планируемых ВИЭ по зонам и по типам представлено на рисунке ниже.

Анализ прогнозируемых объемов ввода объектов ВИЭ на 2035 год показал, что основной прирост установленной мощности ВИЭ ожидается в Северной (49%) и Южной (48%) зонах энергосистемы Казахстана. При этом развитие ВИЭ в Северной зоне планируется исключительно за счет ВЭС, тогда как в Южной зоне предполагается ввод мощностей ВЭС, СЭС и мГЭС.

Профиль нагрузки

Южная зона имеет наименее равномерный и плотный график нагрузки из-за значительной доли коммунально-бытового потребления. Все рассмотренные суточные графики нагрузки имеют дневной (10+12 ч.) и ночной (19+23 ч.) пики нагрузки.

Протяженные сети

Общая протяженность электрических сетей НЭС Казахстана (ВЛ и ПС), принадлежащих АО «KEGOC» на 31.12.2022 г., приведена ниже:

1150 кВ (вкл. на 500 кВ) - 1421 км

500 кВ - 8282 км

330 кВ (вкл. на 220 кВ) - 1863 км

220 кВ - 14 890 км

Ограниченная пропускная способность транзита Север - Юг

Пропускная способность транзита Север - Юг по существующему состоянию в ограничивающем сечении (Агадырь - ЮКГРЭС) оценивается в -2100 МВт для направления из Северной в Южную зону и -2400 МВт в обратном направлении.

Параллельная работа с энергосистемами РФ и Центральной Азии (Кыргызстан и Узбекистан)

Анализ почасовых балансов в целом по энергосистеме Казахстана показал, что 97% времени небалансы находились в диапазоне ±1000 МВт и покрывались за счет обменных потоков мощности с энергосистемами сопредельных государств. Однако действующие договорные обязательства по межгосударственным перетокам электроэнергии предусматривают поддержание обменных потоков мощности в пределах ±150 МВт с энергосистемой РФ и ±50 МВт с энергосистемой Центральной Азии.

Отсутствие актуального норматива по обеспечению надежности работы энергосистемы

Нормативный объем первичного и вторичного резерва мощности регламентируется Электросетевыми правилами РК: первичный - в размере 2,5% от располагаемой мощности станций, вторичный - в размере 8% от максимума нагрузки, но не менее установленной мощности самого крупного блока.

Однако с увеличением доли ВИЭ этот норматив требует пересмотра, поскольку ВИЭ вносят значительную неопределенность в общий баланс генерации. Это, в свою очередь, приводит к увеличению неопределенности профиля «чистой» нагрузки, которую необходимо покрыть традиционными электростанциями.

Механизмы для возврата инвестиций

В настоящее время в Казахстане действуют рынок мощности, оптовый и балансирующий рынок электроэнергии, а также дополнительная оплата за участие электростанций в централизованной системе автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

В случае положительного технико-экономического обоснования возможно применение BESS в Казахстане как в качестве отдельного бизнеса (арбитраж), так и в сочетании с другими технологиями (генерация ВИЭ, системные услуги и другое).

Арбитраж - покупка электроэнергии во внепиковые часы на оптовом или балансирующем рынке и ее реализация в пиковые часы.

Так, по данным АО «КОРЭМ» за сентябрь 2024 года, минимальная и максимальная цены за дисбаланс на балансирующем рынке складывались в диапазоне от 0,01 до 63,21 тенге/ кВтч, а на оптовом рынке (на сутки вперед), по данным ТОО «РФЦ», стоимость электроэнергии в разные часы складывалась в диапазоне от 12,62 до 35,6 тенге/ кВтч. При этом на оптовом рынке наблюдаются довольно четкие ценовые тренды с меньшей неопределенностью, тогда как на балансирующем рынке наблюдается высокая волатильность с высокой неопределенностью.

Генерация ВЭС и СЭС

Наиболее перспективным видится применение BESS совместно с генерацией ВИЭ в составе гибридных групп или квалифицированных условных потребителей для следующих целей:

Снижение ошибки прогноза - заряд или разряд BESS для соблюдения заявленного диспетчерского графика.

Так, анализ годовых данных соблюдения планируемого почасового графика генерации для одной из ВЭС 100 МВт, введенной в 2022 году, показал, что 90% отклонений фактических значений от планируемых лежат в диапазоне ±60%. При этом международный опыт показывает, что в прогнозировании выработки ВИЭ наблюдается эффект «кривой обучения», то есть, как правило, качество прогноза улучшается со временем и увеличением массива собранных данных.

Предварительное моделирование перспективных режимов работы энергосистемы Казахстана показывает, что на уровне 2030 года наблюдаются существенные ограничения генерации ВИЭ в целях снижения избытков электроэнергии и балансирования энергосистемы. BESS могут использоваться для аккумулирования избыточной электроэнергии, с последующей реализацией ее на рынке во время дефицита мощности.

Электрические сети

•             Разгрузка линий передачи и отсрочка модернизации линий - BESS может обеспечить снижение загрузки линии передачи в часы пикового потребления или генерации, тем самым увеличить срок службы существующих сетей и повысить надежность работы энергосистемы;

•             Противоаварийное управление - BESS позволяет зачастую не только избегать возникновения аварийных ситуаций, связанных с небалансом мощности путем быстрого реагирования на отклонения в работе энергосистемы, но и облегчает и ускоряет процесс восстановления нормальной работы энергосистемы в аварийных ситуациях.

Системные услуги

Высокая скорость реакции, масштабируемость и гибкость позволяют рассматривать BESS для оказания системных услуг:

•             Регулирование перетоков мощности - в энергосистеме Казахстана функционирует автоматическая система регулирования частоты и мощности (АРЧМ), которая отслеживает баланс «генерация - потребление», а также перетоки мощности по основным сечениям НЭС (включая транзит Север - Юг) и межгосударственным сечениям. BESS может быть использована

в случае нарушения баланса мощности, а также для корректировки перетока по сигналу Системного оператора, в случае превышения допустимых значений по контролируемым сечениям;

•             Аварийный резерв - обеспечение BESS кратковременного резерва для покрытия дефицита или избытка электроэнергии;

•             Регулирование инерции и частоты - традиционно роль источников инерции выполняют крупные синхронные генераторы на тепловых и гидроэлектростанциях. Однако с ростом доли ВИЭ в Казахстане возникает потребность в новых подходах к поддержанию инерции. Сетеформирующие BESS (grid forming BESS) с использованием алгоритмов управления синтетической инерцией могут регулировать мощность в зависимости от изменения частоты, обеспечивая аналог инерционной реакции традиционных генераторов;

•             Регулирование напряжения и оптимизация потерь в сети - возможность BESS работать источником и потребителем реактивной мощности, что позволяет регулировать напряжение как в нормальных, так и в послеаварийных режимах без необходимости использования дополнительных устройств;

•             Обеспечение надежности (адекватность энергосистемы) - BESS может быть использована для минимизации риска возникновения дефицита мощности и сбоев в энергоснабжении;

•             Запуск с нуля - энергосистема Казахстана охватывает значительные территории с удаленными регионами и протяженной электросетевой инфраструктурой. В случае развития системных аварий с массовым погашением потребителей и генерации сетеформирующая BESS (grid forming BESS) может быть использована для быстрого восстановления подачи электроэнергии и снижения экономических потерь и социального ущерба.

Видение системного оператора по развитию аккумуляторных систем накопления энергии (BESS) в Республике Казахстан Системный оператор предлагает реализацию проектов BESS через аукционные торги на рынке мощности и/или арбитраж на оптовом (на сутки вперед) или балансирующем рынках электроэнергии.

Возврат инвестиций через аукционные торги на рынке мощности имеет следующие преимущества и недостатки: Преимущества:

•             для инвестора - гарантированный возврат инвестиций в случае отбора;

•             для системного оператора - бесплатное использование BESS для предоставления системных услуг.

Недостатки:

•             отсутствие мотивации в повышении эффективности использования BESS;

•             ограниченный потенциал получения прибыли.

Возврат инвестиций через арбитраж на оптовом (на сутки вперед) или балансирующем рынках имеет следующие преимущества и недостатки:

Преимущества:

• ответственность за повышение эффективности использования BESS возлагается на собственника;

• возможность использования BESS для снижения как локальных, так и системных ограничений. Недостатки:

• отсутствие гарантий возврата инвестиций, зависимость от рыночных условий и качества прогнозирования;

• необходимость четкого разделения мощности и емкости BESS для участия на оптовом и балансирующем рынках электроэнергии;

• отсутствие возможности продажи на сутки вперед на оптовом рынке и одновременно участия на балансирующем рынке.

Аккумуляторные системы накопления энергии (BESS) в рамках моделирования развития Единой энергетической системы Республики Казахстан (Прогнозный баланс)

Моделирование работы BESS было выполнено с учетом следующих исходных позиций:

Планируемое развитие энергетики на 2030 год в соответствии:

• Прогнозным энергетическим балансом Республики Казахстан до 2035 года (Приказ МЭ РК №44 от 30.01.2023 г.);

•             Графиком проведения аукционных торгов 2024-2027 гг. (Приказ МЭ №187 от 23.05.2023 г.);

•             Планом мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли РК до 2035 года (Приказ МЭ №71 от 20.02.2024 г.); Моделирование диспетчеризации электростанций в соответствии с параметрами:

•             для ТЭС - технический мин/макс, скорость набора/сброса нагрузки;

•             для ВИЭ - профиль генерации.

Перспективная почасовая нагрузка получена путем масштабирования отчетного профиля нагрузки к прогнозным уровням максимальных нагрузок.

Учитывая существующие договорные обязательства по допустимым диапазонам межгосударственных перетоков мощности, на перспективу диапазон экспорта/импорта в целом по ЕЭС Казахстана принят в размере ±150 МВт.

Рассматриваемые BESS:

•             300 МВт/600 МВт.ч ВЭС Total;

•             300 МВт/600 МВт.ч ВЭС ACWA Power;

•             300 МВт/600 МВт.ч ВЭС Masdar;

•             300 МВт/600 МВт.ч ВЭС «Шелек»;

•             300 МВт/600 МВт.ч ВЭС China Power.

Принцип работы BESS - участие в АРЧМ ЕЭС Казахстана, в том числе для регулирования перетоков мощности по транзиту Север - Юг и по межгосударственным связям.

Анализ Планируемого развития энергетики на 2030 год показал, что в ЕЭС Казахстана ожидается недостаток маневренной генерации (резервов на снижение), что может приводить к увеличению ограничений ВИЭ.

Причины возникновения ограничений ВИЭ в модели:

1) Избыток генерации в целом по энергосистеме при снижении загрузки традиционных электростанций до уровня технологического минимума (погашение электростанций не рассматривалось). Ограничения ВИЭ применяются в целях балансирования энергосистемы с соблюдением контрактных уровней межгосударственных перетоков.

2) Перегруз сечения Север - Юг. При перегрузе в направлении Севера ограничения применяются для ВИЭ Южной зоны, при перегрузе в сторону Юга ограничения применяются для электростанций Северной зоны.

В случае разрешения проблемы избыточного развития генерации на перспективу эффективность применения BESS для снижения ограничений ВИЭ повышается.

Ключевые вопросы и проблемы

•             Эффективное использование BESS требует учета специфических характеристик и особенностей работы РК для определения целесообразности и возможностей внедрения в различных сценариях.

•             В условиях сложившихся рыночных отношений BESS может использоваться как в виде самостоятельного решения (standalone), так и в составе проектов в сферах производства, передачи и потребления электроэнергии.

•             Системный оператор рассматривает возможность внедрения систем накопления электроэнергии посредством аукционного отбора на рынке мощности или путем использования арбитражных стратегий на оптовом (на сутки вперед) или балансирующем рынках электроэнергии, а также на рынке вспомогательных услуг.

•             С учетом реализации планов по генерации к 2030 году ожидается недостаток резервов мощности на снижение, что приводит к увеличению ограничений ВИЭ.

•             В случае разрешения проблемы избыточного развития генерации на перспективу эффективность применения BESS для снижения ограничений ВИЭ повышается.